投资要点：
　　上周市场轮动，电力或将逐渐改善。上周（9/1-9/5）科技成长震荡，上证指数下跌1.2%，华电国际上涨1.5%，电力跑赢，上周市场热点转移到了储能，因为《电子信息制造业2025-2026年稳增长行动方案》：以7%的增加值增速为核心指标，叠加锂电池、光伏等领域后全行业营收年均增速超5%。我们认为，新能源储能如要长期发展，地方补贴不是长久之计，最终还是需要电价价差的扩大，这里调节性电源、调节性电力设备也将受益。
　　新能源消纳越难的地方，越需要加快储能建设。内蒙古多措并举推动新型储能：（1）对纳入自治区储能规划的独立新型储能电站投产后向公网的放电量，按照一年一定、一定10年的原则实施补偿；（2）建立“放电量补偿+现货价差”双维收益模式，按月支付放电量补偿金；（3）截至25年6月底，蒙西电网/蒙东电网支付补偿费用分别为19620/1255万元。我们认为，可以预见未来储能一定会大发展，只是这种赚差价的资产，应该给予市场化的盈利方式，比如提高峰谷价差（下文即是），补贴不能永续，这些政策会不断改变，补贴类资产类似公用事业，合理估值就是公用事业的估值。
　　扩大峰谷价差，市场化是发展储能最佳选择。2025年9月全国工商业峰谷电价最大价差为1.356元/kWh（广东省）。广东、深圳、海南三地峰谷价差超过1000元/兆瓦时，总计有20个地区峰谷价差超过500元/兆瓦时，相较于8月减少2地，甘肃峰谷价差最小，仅25.45元/兆瓦时。
　　市场化的机构，但不能赚超出市场合理回报的收益？这是对用户不了解市场的合理保护，也是对售电公司恶性煽动电厂降价的正向合理引导。安徽：2025年9—12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司与其所代理的电力用户按照2:8比例进行结算分享，电力用户按当月用电量比例分享该部分收益。除了安徽，目前还有好几个省也有类似规定。
　　浙江新能源不过剩，却压低新能源上限报价，显示浙江既看成本，也希望降电价的需求。陕西省存量新能源执行煤电基准价0.3545元/千瓦时，增量项目机制电价上限0.3545元/千瓦时、下限0.18元/千瓦时，执行期限为10年。浙江省存量项目机制电价0.4153元/千瓦时，增量项目上限不高于0.393元/千瓦时，且不低于竞价下限（基于最先进电站固定成本折算）。
　　风险提示。（1）经济增速预期和货币政策导致市场风格波动较大。（2）电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。